Способ транспортирования скважинной продукции в систему сбора и оборудование для его осуществления Советский патент 1991 года по МПК E21B43/00 F04B47/06 

С 00 Ю СЛ СО

С

ости 1 и ТП 4, имеющим отвод 8 для подачи скважинной продукции, служит дополнительный ТП 7. Между емкостью 1 и отводом 8 в ТП 7 размещен впускной клапан 9. В верхней части емкости 1 смонтирован выпускной клапан 10. Клапан 6 расположен вТП 7 между отводом 8 и КНКТ клапан Ъ - в ТП 4. Кроме того, емкость 1 снабжена датчиками 11 и 12 верхнего и нижнего уровней рабочего агента. Природный газ из отвода 8 подают через ТП 7 и клапан

6 в КНКТ 3, вытесняя жидкость из ЭКТ 2 и КНКТ 3 в емкость 1 до уровня датчика 11. При этом клапан 10 открыт, а клапаны 9 и 5 закрыты. По достижении уровня жидкости датчика 11 он подает сигнал на закрытие клапанов 6 и 10 и открытие клапанов 5 и 9. Газ, поступая в емкость 1, вытесняет жидкость в ЭКТ 2 и КНКТ 3, сжимает газ, находящийся в КНКТ 3, и вытесняет его в ТП 4. 2 с.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к газодобывающей отрасли им.б. использовано для повышения давления при сайклинг-процессе, при вытеснении газом низкого давления природного газа в транспортную систему. Цель изобретения - повышение эффективности за счет обеспечения возможности транспортирования скважинной продукции в виде природного газа. Рабочий агент (жидкость) из емкости 1 подают в эксплуатационную колонну труб (ЭКТ) 2 при одновременном вытеснении скважинной продукции (природный газ) из колонны насосно-комп- рессорных труб (КНКТ) 3 в трубопровод (ТП) 4 системы сбора. Перед подачей рабочего агента из емкости 1 в ЭКТ 2 скважинную продукцию направляют в КНКТ 3 для поочередного вытеснения рабочего агента из КНКТ 3 в емкость 1 и ЭКТ 2. Оборудование для осуществления способа содержит размещенную в ЭКТ 2 и гидравлически сообщенную с нижней частью емкости 1, а также с ТП 4 системы сбора КНКТ 3 и впускной 5 и выпускной 6 клапаны. Для периодического сообщения КНКТ 3 с верхней частью емк «V Ё

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для повышения давления при сайклинг-процессе, при вытеснении газом низкого давления природного газа в транспортную систему.

Цель изобретения - повышение эффективности за счет обеспечения возможности транспортирования скважинной продукции в виде природного газа.

На фиг.1 показана схема обустройства скважины в момент вытеснения жидкости в поверхностную емкость; на фиг.2 - то же, в момент вытеснения природного газа в транспортную систему.

Способ транспортирования скважинной продукции в систему сбора включает подачу рабочего агента из емкости 1 в эксплуатационную колонну труб 2 при одновременном вытеснении скважинной продукции из колонны насосно-компрес- Сорных труб 3 в трубопровод 4 системы сбора. Перед подачей рабочего агента из емкости 1 в эксплуатационную колонну труб 2 скважинную продукцию направляют в колонну насосно-компрессорных труб 3 для поочередного вытеснения рабочего агента из колонны насосно-компрессорных труб 3 в эксплуатационную колонну труб 2 и в емкость 1.

Оборудование для реализации способа содержит размещенную в эксплуатационной колонне труб 2 колонну насосно-компрессорных труб 3, гидравлически сообщенную с нижней частью емкости 1 и с трубопроводом 4 системы сбора, выпускной 5 и впускной 6 клапаны. Кроме того, оборудование содержит трубопровод 7 для периодического сообщения колонны насосно-компрессорных труб 3 с верхней частью емкости 1 и с трубопроводом 4 системы сбора, имеющим отвод 8 для подачи скважинной продукции, дополнительные впускной 9 и выпускной 10 клапаны, первый из которых размещен в дополнительном трубопроводе 7 между емкостью 1 и отводом 8 для подачи скважинной продукции, а второй - в верхней части емкости 1, причем впускной клапан 6 расположен в дополнительном трубопроводе 7 между отводом 8 и

колонной насосно-компрессорных труб 3, а выпускной клапан 5 - в трубопроводе 4 системы сбора. Кроме того, емкость 1 снабжена датчиками верхнего 11 и нижнего 12 уровней рабочего агента. Датчики 11 и 12

подают электрический сигнал на закрытие и открытие клапанов 5, 6, 9 и 10.

Способ осуществляют следующим образом.

При минимальном уровне рабочего

агента (жидкости) в поверхностной емкости 1 открываются выпускной клапан 10 и клапан 6, через который природный газ низкого давления заполняет колонну насосно- компрессорных труб 3 до определенной

глубины, вытесняя жидкость в поверхностную емкость 1 до достижения верхнего датчика 11 уровня.

В этом положении закрывается клапан 6 колонны насосно-компрессорных труб 3,

выпускной клапан 10 емкости 1 и одновременно открывается впускной клапан 9. Под действием избыточного давления, создаваемого газом в емкости 1, жидкость возвращается в эксплуатационную колонну 1 и

сжимает природный газ в колонне насосно- компрессорных труб 3 до величины давления открытия клапана 5, через который сжатый газ под давлением поступает в трубопровод 4 системы сбора. Уровень рабочего агента - жидкости в емкости 1 снижается до нижнего датчика 12, от сигнала которого происходит переключение клапанов, и циклы подачи газа и его сжатия в колонне труб повторяются.

Пример. Максимальная величина давления сжатого газа и высота подъема рабочей жидкости в лифтовой колонне от минимального уровня до максимального

при сжатии газа определяются следующими отношениями:

PlVi P2V2 ;

P2 Pi+/ogH-pgh;

Vi HS HF;

Y2 (H - h) C,

(D

(2)

(3)

(4)

(5)

где Pi - давление газа в колонне насосно- компрессорных труб при подаче газа низкого давления, МПа;

Р2 - давление газа в колонне насосно- компрессорных труб при максимальном сжатии его жидкостью, МПа;

Н - глубина уровня жидкости при максимальном вытеснении ее из колонны на- сосно-компрессорных труб газом низкого давления, мм;

h - высота подъема жидкости в колонне насосно-кампрессорных труб при максимальном сжатии газа, м;

Vi - объем колонны насосно-компрес- сорных труб, заполненный газом низкого давления перед сжатием жидкостью, м3;

V2 - объем колонны насосно-компрес- сорных труб, заполненный газом высокого давления при максимальном сжатии жидкостью. м3;

р- плотность жидкости, кг/м3;

а - ускорение свободного падения, м/с2;

F - площадь поперечного сечения внутреннего пространства колонны насосно- компрессорных труб, м2.

После соответствующих преобразований соотношений (1) и (3) получают уровне- ния:

P2-P2Pi-Pi 0;(6)

/ogh2-h .3 -Pi + (7)

При решении уравнений получают зависимости:

1,618;(8) .

h

2

H 0,382

H 0,382 -P-l Ha

основании полученных зависимостей рассчитывают поперечное сечение емкости 1 и высоту установки верхнего 11 и нижнего 12 датчиков уровня.

При создании в трубах максимального давления Р2 объем рабочей жидкости, вытесняемой из емкости, определяют по формуле

V3 Vi-V2(10)

Высоту изменения уровня рабочей жидкости в емкости с внутренним диаметром (Овн) можно определить по формуле 4 Уз

(9)

hi

ЛГ01н

(11)

0

5

0

5

0

5

0

5

0

(12)

Чтобы определенное количество сжатого газа подавать в магистральный трубопровод системы сбора, выпускной клапан 5 регулируют на определенное рабочее давление (Рз), которое ниже максимального давления (Р2).

В результате открытия выпускного клапана 5 при давлении Рз в насосно-компрес- сорных трубах рабочая жидкость поднимается дополнительно на величину

. Я9

Дополнительный объем рабочей жидкости в лифтовой колонне составляет

AV AhF,(13)

тогда полный объем вытесняемой из емкости 3 рабочей жидкости в процессе сжатия газа в лифтовой колонне и вытеснения его через клапан 5 определяют по формуле

V4 Vi-V2 + AV V3 + AV.(14)

Высоту подъема жидкости в емкости 3 или расстояние между верхним 9 и нижним 8 датчиками уровня определяют по формуле

к 4 v«,,«

h2 -2-.(15)

nDi

Расчет можно производить на примере газового месторождения, где имеется око- по 100 наблюдаемых глухих скважин, в которые только 1 -Л2 раза в год спускают геофизические приборы , и более 200 разведочных скважин находится в консервации.

При подаче газа с давлением до 7,5 МПа и использовании в качестве рабочей жидкости раствора хлористого кальция плотностью 1200 кг/м3 максимальная глубина уровня рабочей жидкости в лифтовой колонне равна

Н Р9

В глухую скважину с диаметром эксплуатационной колонны 168 мм в данном случаеспускаютколоннунасосно-компрессорных труб диаметром 101,6 мм на глубину около 700 м.

Площадь поперечного сечения лифто - вой колонны

F л Р|н 0,02465 м2. По формулам определяют остальные параметры:

Yi H- F 15,53 м3; ,618-Pi 12.13 МПа; h 0.382-Н 240,66 м; Y2 (H-h)-F 9,6M3.

45 Для подачи попутного газа в магистральный газопаровод рабочий клапан 5 достаточно отрегулировать на рабочее давление

Рз 8,ОМПа,

тогда остальные параметры определяют по следующим формулам:

Ah

Р2-Р1

351,2 м;

рдт

Y A h-C 8,66м3

Y4 Yi-Y2 + AY - 14,59м3.

При применении в качестве специальной емкости сосуда диаметром DBH 2,5 м расстояние между верхним 9 и нижним 8 датчиками уровня равно

п2 - 2,9м.

пд|„

При наличии скважин с давлением попутного газа 5,0-6,0 МПа при использовании заглушенных скважин глубиной до 1000 м с помощью предлагаемого способа можно сжимать газ до давления свыше 7,0 МПа и подавать при соответствующей обработке в магистральный газопровод. Такую систему можно использовать для подачи газа в колонну НКТ, при которой вначале подключают скзажины с более низким устьевым давлением, а затем с более высоким и только в конце с максимальным устьевым давлением. Таким образом, с помощью одной установки можно отбирать газ с различным давлением, а затем сжимать его до определенной величины.

Для повышения коэффициента конден- сатоотдачи и нефтеотдачи на газовых месторождениях необходимо иметь сжатый газ при устьевом давлении Ру 25,0 - 30,0 МПа. Наличие на таких месторождениях газовых скважин с давлением на устье 20 - 21,0 МПа позволяет с помощью предлагаемого способа повышать давление до величины, необходимой для закачки в продуктивные пласты. Для повышения эффективности работ газ, используемый в емкости регулирования уровня, подают в магистральную систему, а газ с давлением ниже, чем в магистральном газопроводе, используют на собственные нужды.

Формула изобретения

эксплуатационную колонну труб при одновременном вытеснении скважинной продукции из колонны насосно-компрессорных труб в трубопровод системы сбора, отличающийся тем, что, с целью повышения

эффективности способа за счет обеспечения вогможности транспортирования скважинной продукции при минимальных энергетических затратах, перед подачей рабочего агента из емкости в эксплуатационную колонну труб скважинную продукцию направляют в колонну насосно-компрессорных труб и осуществляют поочередное вытеснение рабочего агента из колонны насосно-компрессорных труб в эксплуатационную колонну и в емкость.

тем, что, с целью повышения эффективности оборудования за счет обеспечения возможности транспортирования скважинной продукции при минимальных энергетическаих затратах, оно снабжено дополнительным

трубопроводом для периодического сообщения колонны насосно-компрессорных труб с верхней частью емкости и с трубопроводом системы сбора, имеющим отвод для подачи скважинной продукции, дополнительными впускным и выпускным клапанами, первый из которых размещен в дополнительном трубопроводе между емкостью и отводом для подачи скважинной продукции, а второй - в верхней части емкости,

причем впускной клапан расположен в дополнительном трубопроводе между отводом и колонной насосно-компрессорных труб, а выпускной клапан - в трубопроводе системы сбора.

о

7

4 5

HEJSU

- s// /// /// /// /// /// /// /

/,

JSL

Г

c/

//

ft

Фиг. 2